JP2017526854A - 緊急燃料供給システムを有する発電所設備 - Google Patents

Abstract

本発明は、ガスタービン（２）及び緊急燃料供給システム（１１）を含む発電所設備（１）の運転方法に関する。通常運転状態では、ガス（５）が、供給導管（３）から前記ガスタービン（２）の燃焼プロセス（４）に供給され、さらに、ガス（５）が、前記供給導管（３）からガス液化設備（６）に供給され、前記ガス液化設備内で液化され、液化ガス（ＬＮＧ）が生成され、液化ガス貯蔵容器（７）に貯蔵される。特別運転状態では、液化ガス（ＬＮＧ）は、前記液化ガス貯蔵容器（７）から取り出され、気化装置（８）内で気化し、気体の状態で、前記ガスタービン（２）の前記燃焼プロセス（４）に供給される。

Description

本発明は、発電所設備の運転方法と、既存の発電所設備に緊急燃料供給システムを組み込む方法と、緊急燃料供給システムを有する発電所設備と、に関する。

一次燃料の供給が停止した場合でも発電所設備の運転を確実にするために、二次燃料が緊急燃料として、発電所設備の近くに貯蔵され、それによって、必要な場合、例えば緊急運転状態において、発電所設備の運転を続けることが可能である。発電所設備の設計及び電力供給網からの要求に応じて、発電所設備を７日から１４日の間、緊急運転状態において、二次燃料で運転することが必要となり得る。

複合ガス蒸気発電所設備（ＧＵＤ）では、ガス、特に天然ガスが、パイプライン等の供給導管を通じて発電所に誘導され、一次燃料として用いられる。二次燃料としては一般的に、オイル（ディーゼル）が用いられ、当該オイルは、タンクに収められ、発電所設備の用地に貯蔵される。供給導管を通じたガス供給が停止した場合には、二次燃料であるオイルに切り替えることが可能である。十分な量のオイルの貯蔵を可能にするためには、供給物流へのアクセスが必要である。

ガスタービン内でオイルを燃焼させるためには、ガスタービン内に、付加的なバーナーが必要であるが、それによって、このようなガスタービンの開発は、より多くの費用を要することになる。同様に、ガスタービンでも、ポンプ、測定システム、及び、制御システム等の付加的な補助システムが必要である。発電所設備の用地に大型のタンクを設置することも必要である。

一次燃料であるガスに加えて、オイルを二次燃料とすることは、一連の欠点を有している。特に、ガスタービンにおける燃焼の際、オイルの有する効率は、ガスよりも低い。なぜなら、オイルで得られる火炎温度は、ガスよりも低いからである。これは、オイルで熱する（Befeuerung）間の著しい出力低下につながる。従って、緊急運転においても完全な定格出力を得るためには、このような発電所設備をより大きく設計しなければならない。

燃料としてオイルを用いた場合の運転安定性も、ガスの場合より低い。オイルで熱することによって出力が低くなるとしても、オイルで熱する場合のエミッションは増大する。それによって、局所的な環境条件に応じて、付加的な触媒コンバータが必要になる。従って、オイルを二次燃料とすることによって、官公庁の認可を得るための負担も大きくなる。

運転中の問題となる欠点の内１つは、ガスからオイルに切り替えるために、比較的長い切替時間が必要になるということである。それによって、オイルは、特に計画された停止に際してのみ、緊急燃料として適している。突然に停止した場合、発電所設備は、ガスタービンの型によっては運転を停止しなければならないであろう。

本発明の課題は、先行技術の欠点を取り除くことにある。その際、ガスタービンを二次燃料のために費用をかけて拡大することは省略され、緊急燃料運転における出力損失は発生せず、発電所設備は、一次燃料であるガスの供給が突然停止した場合でも、中断すること無く続けて運転されるべきである。そのための本発明の課題は、緊急燃料供給システムを有する発電所設備を運転するための方法と、緊急燃料供給システムを有する発電所設備と、既存の発電所設備に緊急燃料供給システムを組み込むための方法と、を記載することにある。

緊急燃料供給システムを有する発電所設備の運転方法に関する本発明の課題は、請求項１の特徴によって解決され、当該発電所設備は、ガスタービン及び緊急燃料供給システムを含んでおり、通常運転状態及び緊急運転状態において運転可能である。通常運転状態では、ガスが、供給導管からガスタービンの燃焼プロセスに供給され、さらに、ガスが、供給導管からガス液化設備に供給され、当該ガス液化設備内で液化され、液化ガス（ＬＮＧ）が生成され、液化ガス貯蔵容器に貯蔵される。特別運転状態では、液化ガス（ＬＮＧ）は、液化ガス貯蔵容器から取り出され、気化装置内で気化し、気体の状態で、ガスタービンの燃焼プロセスに供給される。

通常運転状態では、発電所設備は、パイプライン等の供給導管を通じて、天然ガス等のガスを、外部から供給され、電力及び／又は地域熱の生成のために運転される。通常運転状態において、供給導管からのガスの一部は、ガス液化設備（液化機）にも供給され、当該ガス液化設備内で、供給導管からの圧縮エネルギーを用いて、組み込まれた膨張タービンによって液化される。ガス液化設備は、圧縮ステーションと、「液化極低温」装置とから構成されており、これらは、ガスが複数の段において圧縮かつ冷却されるように、互いに接続されている。液化されたガスは、液化天然ガス（ＬＮＧ）とも呼ばれており、液化ガス貯蔵容器に貯蔵される。貯蔵は、極低温の大気圧下で、又は、圧力下で行われ得る。

特別運転状態は、供給導管からのガス供給の計画的な停止、又は、突然の停止であり、当該状態においては、供給導管からガスタービンへはガスが供給されないか、不十分な量のガスが供給されるか、又は、変動する質量流量でのみ供給される。供給導管からのガスの品質における著しい変動も、特別動作状態を定義できる。これらの場合において、液化ガスは、液化ガス貯蔵容器から取り出され、気化装置に供給される。気化装置内で、液化ガスは再び気相に転移する。液化ガス（ＬＮＧ）の貯蔵が、大気圧下で行われる場合、ガスは再び、ガスタービンに必要な圧力に加圧されねばならない。そのために、付加的なポンプが必要である。

本発明は、一方では、主要燃料が貯蔵されることによって、緊急燃料としての二次燃料は不要であるという考察を前提としている。当該緊急燃料は、一次燃料に相当する。他方では、緊急燃料が、通常運転において生成される液化ガス（ＬＮＧ）として貯蔵される。従って、緊急燃料供給システムは、ガスの調達と発電需要との分離を可能にするエネルギー貯蔵装置である。

特別運転状態では、緊急燃料として、通常運転状態の際と同じガスが用いられるので、特別運転状態において出力損失は発生しない。反対に、出力の増大すら得られる。液化ガス（ＬＮＧ）は、供給導管からのガスよりも高品質である。なぜなら、液化ガスを生成する際に、窒素又は二酸化炭素及び汚染物質等の不活性ガス成分は除去されるからである。供給導管からのガスの組成又は品質に変化が生じた場合、特別運転状態に切り替えることが可能であり、ガスタービンは、高品質な液化ガス（ＬＮＧ）で引き続き運転可能である。それによって、発電所設備の運転の安全性が向上する。さらに、発電所設備の発明は、高品質な燃料によって、比較的高い制御範囲において、その出力を制御することを可能にする。

本発明によって、ガスタービンに高価な二次燃料バーナーを取り付けることが不要になる。緊急燃料もガスであるので、主要バーナーを、緊急燃料にも用いることが可能である。運転技術、許認可法及び物流に関する緊急燃料の管理は不要である。なぜなら、主要燃料によって、予備（Reserve）が生成され得るからである。

主要燃料の貯蔵が可能となるので、発電所の運営者は、ガスを仕入れる際における費用に関する立場（Kostenposition）を有利にすることができる。なぜなら、ガス供給者は、ガス供給量の減損に対して保証する必要がないからである。

発電所設備は、供給導管からの一次燃料の供給が突然停止した場合でも、中断せずに運転を継続することが可能である。なぜなら、貯蔵された液化ガスは、システム技術的に、設備全体のガス供給システムに組み込まれているので、運転中にガスタービンを主要燃料から緊急燃料に切り替えることは、問題無く可能だからである。従って、本発明によって、緊急燃料による特別運転における発電所設備の利用可能性は、ガス供給システムの利用可能性とはもはや直接には連結しておらず、著しく増大した。

当該方法の有利なさらなる発展形態では、特別運転状態において、気化ガスが貯蔵容器から供給導管に戻される。それによって、発電所の運営者は、供給導管における圧力変動を補償すること、又は、完全な供給停止に陥った場合に当該供給停止の影響を受けている別の接続された消費装置（Verbraucher）にガスを供給することに貢献可能である。これにより、発電所の運営者は付加的な収入を得ることができる。

ガス供給設備の停止は比較的短いので、圧縮機及び冷却器は、発電所設備内で生成される電流で運転可能である。それによって、本発明に係る発電所設備は、接続された発電所を有する純粋なＬＮＧ設備とは一線を画している。なぜなら、これらのＬＮＧ設備では、ガス液化設備は、付加的なガスタービンで駆動されるからである。本発明では、ガス液化設備は、好ましくは、発電所設備の電力の５％よりも少ない電力がガスの液化に用いられるように寸法設計されている。本発明に係るガス液化設備は、ガスタービンのガスの総消費量に対してわずかな割合のみを取り出し、液化するように設計されている。このわずかな割合は、一般的には、５％よりも小さく、予備運転における必要な運転時間及びガスの品質に概ね依存している。

本発明の別の有利なさらなる発展形態では、通常運転状態において、ガス液化設備の作動又は停止を制御することによって、発電所設備の出力制御を利用するために、ガス液化設備が用いられる。その際、出力制御は、事情によっては、周波数制御又は予備周波数（Frequenzstuetze）のためにも利用され得る。ガス液化設備は、通常運転状態で稼働し、問題無く運転を停止することができる負荷に対応する。従って、制御された停止によって、ガス液化設備が消費する出力は、電力網に供給され、発電所の出力制御に資することが可能である。

本発明の特別な態様では、特別動作状態において、気化装置における気化の際に放出される冷熱エネルギーは、気化ガスが吸入空気と熱交換を行うことによって、ガスタービンの吸入空気の冷却に用いられる。その際、再び気化ガスの冷熱エネルギーは、直接、又は、伝熱媒体を用いて、ガスタービンの吸入空気に伝達され得る。従って、極低温で貯蔵された燃料の再気化と、その際に放出される冷熱エネルギーの利用とによって、最大負荷運転におけるガスタービンの出力をさらに増大させることが可能である。発電所設備の設計及び環境条件に応じて、設備のタイプ及び予冷方法によっては、５％から１０％の間のブロック出力の増大が可能である。吸入空気の冷却を制御して行うことも可能であり、それによって、緊急燃料での特別運転状態における、発電所設備の運転の柔軟性が増大し得る。

緊急燃料供給システムを組み込む方法に関する本発明の課題は、請求項６の特徴によって解決されている。その際、ガスタービンを含む既存の発電所設備に、ガス液化設備、液化ガス貯蔵容器及び気化装置が組み込まれる。ガス液化設備は、ガスを供給できるように、供給導管（パイプライン）に接続され、液化ガス（ＬＮＧ）を放出するために、液化ガス貯蔵容器に接続される。液化ガス貯蔵容器は、液化ガス（ＬＮＧ）を放出するために、気化装置に接続され、気化装置は、気化ガスを放出するために、ガスタービンの燃焼プロセスのガス供給導管に接続される。

それによって、発電所設備に緊急燃料供給システムを組み込む際に、環境行政による付加的なＥＩＡ（環境影響評価）及び新しい燃料に対する新しい認可が不要になるので、計画された組み込みに対する危険は最小限に抑えられる。燃料の交換は行われない。

発電所設備に関する本発明の課題は、請求項７の特徴によって解決されている。発電所設備は、ガスタービン、ガス液化設備、液化ガス（ＬＮＧ）を貯蔵するための液化ガス貯蔵容器、及び、気化装置を含んでいる。ガスタービンとガス液化設備とは、供給導管に接続されている。ガス液化設備内で生成可能な液化ガスは、液化ガス貯蔵容器に供給され得る。液化ガス貯蔵容器に貯蔵された液化ガスは、気化装置に供給され得る。本発明によると、ガスタービンには、気化装置からの気化ガスか、又は、供給導管からのガスが、選択的に供給され得る。

それによって、ガスタービンには、通常運転状態においては、供給導管からのガスが供給され、特別運転状態において、すなわち供給導管が停止している場合には、気化装置からのガスが供給され得る。本発明に係る利点は、緊急燃料供給システムを有する発電所設備を運転する方法と同じく、請求項１から明らかになる。

本発明のさらなる発展形態において、気化装置は供給導管に接続されているので、液化ガスは、再気化の後、供給導管に誘導され得る。それによって、発電所設備は、ガスを供給導管に戻すことが可能である。

本発明の別の有利な態様では、発電所設備はさらに、ガス液化設備を駆動する電気駆動装置を含んでいる。その際、電気駆動装置の電力消費は、発電所設備の電力の５％よりも少ない。代替的に、ガス液化設備を、既存のガスタービン又は付加的なガスタービンによって駆動することも可能であり、ガスタービンによる駆動は、電気による駆動と比較すると、発電所設備の構成次第では、費用及び利用可能性の面で利点を有している。

発電所設備の特別なさらなる発展形態においては、さらに制御装置が含まれており、当該制御装置は、ガス液化設備の作動又は停止を制御する。その際、制御は、発電所設備によって要求された出力に応じて行われる。それによって、発電所設備の出力制御が、特に周波数制御又は予備周波数のために実現可能である。

本発明の別の特別な態様では、発電所設備はさらに、圧縮機ユニットを含んでおり、当該圧縮機ユニットは、ガスタービンの周囲空気から再気化エンタルピーを取り出している。熱交換器によって取り出しているが、当該熱交換器は、その第２の面で、供給可能なように気化装置に接続されており、その第１の面で、供給可能なようにガスタービンの吸入空気供給導管に接続されている。それによって、気化の際の液化ガス（ＬＮＧ）の冷熱エネルギーは、ガスタービンの吸入空気の冷却に利用され得る。第２の面は、第１の面からの熱が伝えられる面である。

本発明は、有利には、ガス蒸気タービン発電所、ガスタービン発電所、又は、コージェネレーションプラントで利用可能である。

本発明の実施例を以下に、図面を用いて説明する。

通常運転状態において発電所設備を運転するための方法を示す図である。 特別運転状態において発電所設備を運転するための方法を示す図である。 特別運転状態において発電所設備を運転するための方法の特別なさらなる発展形態を示す図である。 既存の発電所設備に緊急燃料供給システムを組み込むための方法を示す図である。

図１は、通常運転状態において発電所設備１を運転するための方法を示している。当該通常運転状態では、ガス５が、供給導管３から、ガスタービン２の燃焼プロセス４に供給される。ガスタービンは、圧縮機ユニット１８、燃焼プロセス４、及び、膨張機ユニット１９から構成されている。燃焼プロセス４には、供給導管３からガス５が供給される。

燃焼プロセス４の他にも、ガス５は、供給導管３からガス液化設備６に供給される。ガス液化設備６内では、ガス５が液化され、液化ガス（ＬＮＧ）が生成される。液化ガス（ＬＮＧ）は、液化ガス貯蔵容器７内に貯蔵される。液化ガス貯蔵容器は、液化ガス（ＬＮＧ）を極低温で貯蔵できるように設計されたタンクに相当する。当該実施例では、タンクは、３０Ｔｍ^３の貯蔵容積を有している。

それによって、特別運転状態において、ガスタービン２の運転は、供給導管３が故障した場合でも、１４日間までは可能であろう。当該実施例では、ガス液化設備６は、１．７ｋｇ／ｓの流量を有している。従って、当該ガス液化設備は、発電所設備１の通常運転状態において、１年以内に、液化ガス貯蔵容器７を完全に満たすことができる。

図２は、特別運転状態において発電所設備を運転するための方法を示しており、当該方法においては、供給導管３からガス５は供給されない。ガスタービン２の燃焼プロセス４に、さらにガスを供給するために、液化ガス（ＬＮＧ）が、液化ガス貯蔵容器７から取り出され、気化装置８に供給される。気化装置８内では、液化ガス（ＬＮＧ）が気化し、蒸気の状態で、ガスタービン２の燃焼プロセス４に供給される。

図２の例では、液化ガス貯蔵容器７は蓄圧器である。その際、液化ガス（ＬＮＧ）が貯蔵される圧力は、気化装置８内で気化した後のガスの圧力がガスタービン２に必要な圧力に相当する高さになるように設定されている。

図示されていない代替的な変型例では、液化ガス（ＬＮＧ）を大気圧下で貯蔵する液化ガス貯蔵容器７が用いられる。この場合、ガスの圧力を、ガスタービン２の燃焼プロセス４に供給する前に上昇させることが必要である。これは、液化ガス貯蔵容器７と気化装置８との間に配置されるポンプによって可能である。

図３は、特別運転状態において発電所設備を運転するための方法の特別なさらなる発展形態を示している。図３の実施例ではさらに、熱交換器１４が設けられており、当該熱交換器は、第１の面１６と第２の面１５とを有している。第１の面１６は、熱を放出する側であり、第２の面１５は、熱を吸収する側である。熱交換器１４は、その第２の面１５で、供給可能なように気化装置８に接続されている。熱交換器は、第２の面で放出可能なように供給導管３に接続されており、当該供給導管を通じて、ガスがガスタービン２の燃焼プロセス４に供給され得る。熱交換器１４は、第１の面１６で、吸入空気導管１７に接続されている。それによって、液化ガスが気化装置８内で気化する際に放出される冷熱エネルギーは、ガスタービン２の吸入空気の冷却に用いられ得る。

図４は、一方では、既存の発電所設備１に緊急燃料供給システム１１を組み込む方法を示しているが、さらに、緊急燃料供給システム１１が設けられた発電所設備１を示している。緊急燃料供給システム１１は、ガス液化設備６、液化ガス貯蔵容器７、気化装置８、及び、熱交換器１４を含んでいる。緊急燃料供給システム１１は、ガスタービン２を有する発電所設備に組み込まれる。

ガス液化設備６は、供給可能なように供給導管３に接続され、接続導管には、制御弁が組み込まれ、それによって、ガス液化設備６のためのガスの割合を制御することが可能である。ガス液化設備６は、液化ガスのための導管を通じて、液化ガス貯蔵容器７に接続される。液化ガス貯蔵容器７は、液化ガスのための接続導管を通じて気化装置８に接続され、当該接続導管には、制御弁が接続される。当該図面に示された液化ガス貯蔵容器７は蓄圧器であるので、再気化ガスの圧力を後で上昇させる必要はない。

図示されていない液化ガス貯蔵容器７の代替的な実施例では、液化ガス貯蔵容器７は大気圧で運転され、液化ガスを再びガス供給導管の圧力レベルにするために、ポンプを追加で設けなければならない。その際、ポンプは、好ましくは液化ガス貯蔵容器７と気化装置８との間に設けられる。

気化装置８は、供給可能なように熱交換器１４の第２の面１５に接続される。熱交換器１４の第２の面は、排出可能なように供給導管３に接続されており、当該供給導管には、制御弁が接続される。熱交換器１４は、第１の面で、ガスタービンの圧縮機ユニット１８の吸入空気導管１７に接続されており、熱交換器に供給する導管及び熱交換器から排出する導管には、それぞれ制御弁が設けられている。

当該方法に従って緊急燃料供給システム１１が組み込まれた、又は、備えられた発電所設備１は、ガスタービン２を、供給導管３からのガスか、又は、緊急燃料供給システムからの気化ガスによって、選択的に運転する可能性を有している。

１ 発電所設備
２ ガスタービン
３ 供給導管
４ 燃焼プロセス
５ ガス
６ ガス液化設備
７ 液化ガス貯蔵容器
８ 気化装置
９ 冷熱エネルギー
１０ 吸入空気
１１ 緊急燃料供給システム
１２ 電気駆動装置
１３ 制御装置
１４ 熱交換器
１５ 第２の面
１６ 第１の面
１７ 吸入空気導管
１８ 圧縮機ユニット
１９ 膨張機ユニット

Claims (12)

1. ガスタービン（２）及び緊急燃料供給システム（１１）を含む発電所設備（１）を運転するための方法であって、
   ‐通常運転状態では、ガス（５）が、供給導管（３）から前記ガスタービン（２）の燃焼プロセス（４）に供給され、さらに、前記ガス（５）が、前記供給導管（３）からガス液化設備（６）に供給され、前記ガス液化設備（６）の内部で液化され、液化ガス（ＬＮＧ）が生成され、液化ガス貯蔵容器（７）に貯蔵され、
   ‐特別運転状態では、液化ガス（ＬＮＧ）は、前記液化ガス貯蔵容器（７）から取り出され、気化装置（８）の内部で気化し、気体の状態で、前記ガスタービン（２）の前記燃焼プロセス（４）に供給される、方法。
2. 前記特別運転状態において、気化ガスは、前記液化ガス貯蔵容器（７）から前記供給導管（３）に戻される、請求項１に記載の方法。
3. 前記ガス液化設備（６）では、前記発電所設備（１）の電力の５％よりも少ない電力が前記ガス（５）の液化に用いられる、請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記通常運転状態において、特に周波数制御又は予備周波数のために、前記ガス液化設備（６）が、前記ガス液化設備（６）の作動又は停止を制御することによって、前記発電所設備（１）の出力制御を利用するためにさらに用いられる、請求項１から３のいずれか一項に記載の方法。
5. 前記特別運転状態において、前記気化装置（８）の内部で気化する際に放出される冷熱エネルギー（９）が、前記ガスタービン（２）の吸入空気（１０）の冷却に用いられる、請求項１から４のいずれか一項に記載の方法。
6. ガス液化設備（６）と液化ガス貯蔵容器（７）と気化装置（８）が組み込まれたガスタービン（２）を含む、既存の発電所設備に緊急燃料供給システム（１１）を組み込むための方法において、
   前記ガス液化設備（６）は、ガスが供給可能とされるように、供給導管（３）に接続され、液化ガス（ＬＮＧ）を放出するために、前記液化ガス貯蔵容器（７）に接続され、
   前記液化ガス貯蔵容器（７）は、液化ガス（ＬＮＧ）を放出するために、前記気化装置（８）に接続され、
   前記気化装置（８）は、気化ガスを放出するために、前記ガスタービン（２）の燃焼プロセス（４）に接続される、方法。
7. ガスタービン（２）及び緊急燃料供給システム（１１）を含む発電所設備（１）であって、前記緊急燃料供給システム（１１）は、ガス液化設備（６）、液化ガス（ＬＮＧ）を貯蔵するための液化ガス貯蔵容器（７）、及び気化装置（８）を含んでおり、前記ガスタービン（２）と前記ガス液化設備（６）とは、供給導管（３）に接続されており、液化ガス（ＬＮＧ）が、前記ガス液化設備（６）から前記液化ガス貯蔵容器（７）に供給可能であり、さらに、前記液化ガス（ＬＮＧ）が、前記液化ガス貯蔵容器（７）から前記気化装置（８）に供給可能である、前記発電所設備（１）において、
   前記気化装置（８）からの気化ガス、又は前記供給導管（３）からのガスが、前記ガスタービン（２）に選択的に供給可能であることを特徴とする発電所設備（１）。
8. 前記気化装置（８）が、前記供給導管（３）に接続されており、これにより液化ガスが、前記供給導管（３）に誘導可能であることを特徴とする、請求項７に記載の発電所設備（１）。
9. 前記発電所設備（１）が、前記ガス液化設備（６）を駆動する電気駆動装置（１２）をさらに含んでおり、
   前記電気駆動装置（１２）の電力消費が、発電所設備（１）の電力の５％よりも少ない、請求項７又は８に記載の発電所設備（１）。
10. 前記発電所設備（１）が、制御装置（１３）をさらに含んでおり、
    前記制御装置（１３）が、前記発電所設備（１）によって要求される出力に応じて、前記ガス液化設備（６）の作動又は停止を制御し、これにより発電所設備（１）が出力制御される、請求項７から９のいずれか一項に記載の発電所設備（１）。
11. 前記発電所設備（１）が、熱交換器（１４）をさらに含んでおり、
    前記熱交換器（１４）は、前記熱交換器（１４）の第２の面（１５）において、供給可能なように前記気化装置（８）に接続されており、前記熱交換器（１４）の第１の面（１６）において、供給可能なように吸入空気導管（１７）に接続されており、これにより液化ガスが気化する際に放出される冷熱エネルギーが、前記ガスタービン（２）の吸入空気の冷却に利用可能とされる、請求項７から１０のいずれか一項に記載の発電所設備（１）。
12. ガス蒸気タービン発電所、ガスタービン発電所、又は、コージェネレーションプラントとして構成されている、請求項７から１１のいずれか一項に記載の発電所設備（１）。

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